REHABILITACION, INSPECCIÓN E INGENIERIA DE TANQUES DE ALMACENAMIENTO DE CRUDO Y SUS DERIVADOS PARA LA GERENCIA TECNICA DE LA VICEPRESIDENCIA DE TRANSPORTE DE ECOPETROL S.A – CARACTERIZACION TANQUE 28000 BLS PLANTA PUERTO SALGAR – ANÁLISIS DE CORROSION JUAN NICOLAS FORERO MARCELO UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECANICA BOGOTA 2007 -2008
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Transcript
REHABILITACION, INSPECCIÓN E INGENIERIA DE TANQUES DE
ALMACENAMIENTO DE CRUDO Y SUS DERIVADOS PARA LA
GERENCIA TECNICA DE LA VICEPRESIDENCIA DE TRANSPORTE DE
Trabajo de grado para optar por el titulo de Ingeniero Mecánico
Asesor
ING. ALEJANDRO MARAÑON
Autorizado por:
F.M INGENIERÍA S.A
Contratista ECOPETROL – Contrato No 511444
UNIVERSIDAD DE LOS ANDES
FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA MECANICA
BOGOTA
2007 - 2008
AGRADECIMIENTOS
Doy gracias a Dios por permitirme culminar una etapa mas de mi vida, llena de
éxito y sabiduría, rodeada de gente valiosa e importante para mi, que de cierto
modo pusieron su granito de arena en mi formación como persona y
profesional. Agradezco especialmente a mis padres por todo el apoyo,
incondicionalidad, ayuda que me prestaron en estos 6 años para culminar con
éxito mis dos carreras y darme aliento siempre que lo necesite, además a mis
hermanos por estar conmigo siempre, comprenderme y respetar mi espacio de
estudio; a mi novia quien en los últimos años durante mis momentos de
flaqueza y debilidad siempre estuvo ahí con su voz de aliento para ayudarme a
parar y seguir adelante; a mis compañeros y amigos, quienes hicieron de este
trayecto de mi vida una etapa agradable e importante en mi formación; y a cada
uno de los profesores que me guiaron y me formaron como persona y como
profesional. Y finalmente a todo aquellos que hicieron de una forma u otra
parte de mi transición de estudiante a profesional.
CONTENIDO
Pág.
AGRADECIMENTOS
CONTENIDO
LISTA DE TABLAS………………………………………………………………… I
LISTA DE FIGURAS………………………………………………………………. II
LISTA DE FOTOGRAFIAS…………………………………………………….. . III
1. INTRODUCCION Y JUSTIFICACION……………………………………… 1
1.1 OBJETIVOS…………………………………………………………………… 2
1.1.1 Objetivos Generales
1.1.2 Objetivos Específicos
1.2 METODOLOGIA………………………………………………………….… 3
1.3 ALCANCE DEL PROYECTO……………………………...………………. 5
2. DEFINICIONES Y CONCEPTOS IMPORTANTES…….…………………… 5
2.1 MFL (Magnetic Flux Leakage)………………………………………….5
2.2 BORRAS…………………………………………………………………. 7
2.3 ZONA CRITICA………………………………………………………... 7
2.4 LAMINA ANULAR…………………………………………………….. 7
2.5 MANHOLE……………………………………………………………… 8
2.6 ACHIQUE DE TANQUE……………………………………………… 10
3. TIPOS DE TANQUES…………………..……………………………………… 10
3.1 INTRODUCCION…………………………………………………….. 10
3.2 TECHO FIJO……………………………………….…………………. 11
3.3 TECHO FLOTANTE…………………………………………………. 12
3.4 DOMO GEODESICO……….………………………………………... 14
4. PARAMETROS Y CRITERIOS DE INSPECCION…………………………. 15
5. PROCEDIMIENTO DE INTERVENCION DE TANQUES………………… 17
5.1 ENTREGA DEL TANQUE…………………………………………… 17
5.2 APERTURA……………………………………………………………. 18
5.3 DESGASIFICACION…………………………………………………. 19
5.4 RETIRO DE BORRAS……………………………………………….. .20
5.5 LAVADO INTERNO DEL TANQUE……………………………….. .22
5.6 INSPECCIÓN.…………………………………………………………. 23
6. TECNICAS DE INSPECCION UTILIZADAS PARA LA
REHABILITACION Y MANTENIMIENTO DE TANQUES
6.1 INSPECCIÓN POR MEDIO DE LIQUIDOS PENETRANTES….. 26
6.2 INSPECCIÓN VISUAL………………………………………………. 29
6.3 PRUEBA DE CÁMARA DE VACIO………………………………… 30
6.4 MEDICION DE ESPESORES………………………………………... 31
6.5 MFL…………………………………………………………………….. 34
7. RESULTADOS INSPECCION MFL
7.1 ESQUEMA DEL FONDO DEL TANQUE.………………………….. 38
7.2 PERFIL DEL FONDO DEL TANQUE………………………………. 40
7.3 PERDIDAS DE MATERIAL Y PARCHES EXISTENTE…………42
8. ANÁLISIS DE CORROSION
8.1 INTRODUCCION Y ALCANCE…………………………………… 45
8.2 METODOLOGIA……………………………………………………. 47
8.3 DATOS Y PROCEDIMIENTO………………………………………. 48
8.4 ANÁLISIS Y RESULTADOS………………………………………… 68
10. CONCLUSIONES………………………………………………………………71
BIBLIOGRAFIA
ANEXOS
I
LISTA DE TABLAS
TABLA 1: Resumen perdida de material y tasa de corrosión lamina 123
TABLA 2: Resumen perdida de material y tasa de corrosión lamina 124
TABLA 3: Resumen perdida de material y tasa de corrosión lamina 125
TABLA 4: Resumen perdida de material y tasa de corrosión lamina 126
TABLA 5: Resumen perdida de material y tasa de corrosión lamina 127
TABLA 6: Resumen perdida de material y tasa de corrosión lamina 128
TABLA 7: Resumen perdida de material y tasa de corrosión lamina 129
TABLA 8: Resumen perdida de material y tasa de corrosión lamina 130
TABLA 9: Resumen perdida de material y tasa de corrosión lamina 131
TABLA 10: Resumen perdida de material y tasa de corrosión lamina 132
TABLA 11: Resumen perdida de material y tasa de corrosión lamina 133
TABLA 11: Resumen perdida de material y tasa de corrosión lamina 134
TABLA 13: Resumen perdida de material y tasa de corrosión lamina 135
TABLA 14: Resumen perdida de material y tasa de corrosión lamina 136
TABLA 15: Resumen perdida de material y tasa de corrosión lamina 137
TABLA 16: Resumen perdida de material y tasa de corrosión lamina 138
TABLA 17: Resumen perdida de material y tasa de corrosión lamina 139
TABLA 18: Cuadro resumen
II
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1: Esquema general del principio de flujo magnético
FIGURA 2: Programa de mantenimiento e intervención del tanque 131.
FIGURA 3: Esquema proceso de separación y tratamiento de borras
FIGURA 4: Esquema general maquina MFL
FIGURA 5: Ejemplo de numeración y mapeo del fondo de un tanque
FIGURA 6: Dirección de inspección de una lamina
FIGURA 7: Numeración de las láminas del fondo del tanque
FIGURA 8: dirección y forma de barrido de cada
FIGURA 9: Perfil del fondo del tanque
FIGURA 10: Sistema de clasificación del perfil del fondo del tanque
FIGURA 11: Perdidas de material y ubicación de parches existentes
FIGURA 12: Estadística de defectos
FIGURA 13: Laminas de interés para calculo de tasa de corrosión
FIGURA 14: Numeración defectos lamina 123
III
LISTA DE FOTOGRAFIAS
FOTO 1: Manhole tanque de 20.000 barriles
FOTO 2: Manhole Abierto
FOTO 3: Manhole cerrado
FOTO 4: Tanque de techo fijo para almacenamiento de crudo
FOTO 5: Tanque de techo flotante
FOTO 6: Tanque con techo Geodésico
FOTO 7: Apertura tapa superior techo.
FOTO 8: Personal con Equipo Auto-Contenido de respiración SCBA (Self Contained
………… Breathing Apparatus)
FOTO 9: Actividades de limpieza y lavado del interior del tanque
FOTO 10: Actividad de inspección al interior del tanque de 28000 bls
FOTO 11: Inspección por medio de tintas penetrantes.
FOTO 12: Defectos y anomalías encontradas en la inspección visual
FOTO 13: Ejecución de prueba de cámara de vacío.
1
1. INTRODUCCIÓN Y JUSTIFICACION
El almacenamiento de productos ha sido una parte muy importante en cualquier tipo
de industria; especialmente en la industria petroquímica y petrolera; este factor
conlleva a crear diferentes tipos de recipientes utilizados para almacenar, transportar y
distribuir crudo y sus derivados. Debido a la gran cantidad de producción de estos
productos, a su condición de peligrosidad y contaminación, temperaturas, presiones de
manejo, a sus características físicas y químicas, se requiere de un diseño detallado y
especifico en cuanto a dimensiones, forma, materiales y métodos constructivos del
tanque, a partir de la normatividad de la API (American Petroleum Institute). Las
características físicas y químicas, al igual que los niveles de temperatura y presión
hacen que el material del tanque se exponga a niveles de esfuerzo elevados, a niveles
altos de deformación y un deterioro elevado a causa del grado de corrosión de estos
productos, de este modo las operaciones de inspección y evaluación del tanque deben
tener en cuenta todas las condiciones de carga, presión, clima y uso, para las cuales se
encuentre expuesto el tanque; se debe analizar cada lamina por separado, en especial
aquellas laminas que se encuentran en una zona critica y que puedan afectar la
integridad estructural del tanque y de este modo establecer cuales son las principales
causas de falla. Con base a esto, ECOPETROL S.A requiere realizar acciones de
inspección, rehabilitación y mantenimiento de sus tanques de almacenamiento para
evitar perdidas de productos, accidentes durante la producción y contaminación del
medio ambiente.
Debido a la carencia de practica y conocimiento por parte de los estudiantes sobre los
procedimientos reales existentes para las operaciones de mantenimiento y
rehabilitación de tanques y otras partes de la infraestructura petrolera, se pretende
realizar una caracterización técnica, presencial, grafica y escrita de las operaciones de
intervención sobre los tanques de almacenamiento de crudo y sus derivados, en este
caso gasolina Premium para un tanque de capacidad de 28000 barriles, así como
desarrollar un análisis de corrosión a las laminas del fondo del tanque.
2
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 Objetivo General
• Caracterización del mantenimiento, inspección y rehabilitación de tanques
de almacenamiento de crudo y sus derivados
• Estimar ratas de corrosión y observar si existe algún tipo de patrón en
cuanto a la aparición, tamaño y forma de los defectos dados por la
corrosión en las láminas del fondo del tanque.
1.1.2 Objetivos Específicos
• Conocer el procedimiento de intervención que requiere ECOPETROL S.A
para el mantenimiento y rehabilitación de sus tanques de almacenamiento.
• Establecer principales criterios de mantenimiento y reparación de laminas
y accesorios de tanques de almacenamiento de crudo y sus derivados
• Conocer cual es la normativa que rige este tipo de procedimientos
• Realizar una caracterización minuciosa del proceso de rehabilitación,
inspección y mantenimiento de un tanque de 28000 barriles en la planta de
Puerto Salgar perteneciente a la vicepresidencia de transporte de
ECOPETROL S.A.
• Aproximación a la técnica de inspección no destructiva por medio de MFL
• Realizar un acercamiento al estudiante a técnicas y procedimientos reales,
realizados en Colombia para el mantenimiento de tanques de
almacenamiento de crudo y sus derivados pertenecientes a la
infraestructura petrolera de Colombia.
• Conocer criterios de inspección y mantenimiento para un tanque de
almacenamiento de crudo o alguno de sus derivados.
• Determinar que parametros de seden tener en cuenta en el momento de
realizar una inspección.
3
1.2 METODOLOGIA
La metodología que se siguió en este proyecto fue basada completamente en cada uno
de los objetivos específicos y buscando siempre cumplir el objetivo general del
proyecto. Con base a esto y teniendo en cuenta todos los procesos que se deben
realizar para la rehabilitación de un tanque se hizo un cronograma de actividades a
partir de la duración estimada de cada actividad dada por cada uno de los responsables
de estas actividades. Una vez se conocen todas las actividades y duración aproximada
del primer tanque se hizo un seguimiento detallado sobre la ejecución de cada una de
estas actividades a partir de un registro fotográfico y escrito, y así poder saber cuanto
duró, como se hizo, que equipos se utilizaron, cuales fueron las principales
consideraciones de seguridad que se tuvieron en cuenta, en que consiste cada
actividad y cuales son los aspectos mas importantes que describen y permiten
entender cada una de las actividades que se desarrollaron en la inspección de un
tanque de almacenamiento de 28000 barriles. Finalmente se agrupo, analizo y resumió
todo el procedimiento de rehabilitación de tanque y así brindar una aproximación de
la realidad de la inspección e integridad estructural de los tanques de almacenamiento
de crudo pertenecientes a la vicepresidencia de transportes de ECOPETROL S.A.
A continuación se muestra el cronograma de actividades que se siguió para intervenir
el tanque 131 de Puerto Salgar. En el programa se ve claramente que todas las
actividades son críticas y que se requiere de un control y una programación muy
detallada para cumplir con la fecha de entrega que se pacto con ECOPETROL S.A.
4
5
1.3 ALCANCE DEL PROYECTO
Este proyecto pretende acercar y dar a conocer al estudiante los procedimientos que se
realizan actualmente para la rehabilitación e inspección de tanques de almacenamiento
de crudo pertenecientes a ECOPETROL S.A, conocer qué tipo de tecnología se utiliza
para tal fin, y cuáles son los principales criterios y parametros que rigen este tipo de
labores.
2. DEFINICIONES Y CONCEPTOS IMPORTANTES
2.1 MFL (Magnetic Flux Leakage)
Esta es una técnica de inspección perteneciente a la rama de ensayos no destructivos
que se utiliza en piezas, herramientas, estructuras o cualquier parte o componente que
requiera de un análisis de integridad estructural para tener un criterio de rechazo,
aceptabilidad, cambio o mantenimiento. Esta técnica es utilizada en la inspección del
fondo de tanques de almacenamiento para detectar perdidas de espesor, picaduras,
rastros de corrosión o cualquier otro tipo de defecto que pueda afectar la integridad
del tanque.
Esta es una técnica que se basa en inducir un campo magnético constante de forma
longitudinal a la lámina por medio de unos imanes permanentes que saturan la lamina
con un flujo magnético (Líneas de fuerza magnética a través de la lámina). Al
aproximar el imán a la lamina se crean unas líneas de flujo que viajan dentro del
material creando un campo magnético que se va a ver afectado por cambios de
espesor de la lamina, defectos en el material como por ejemplo picaduras, agujeros o
porosidad dada por corrosión. El cambio en el campo magnético debido a estos
defectos es detectado por un sensor que percibe una señal y la almacena en un
6
software que permite obtener una imagen de la perdida de material y una evaluación
de las dimensiones y tipo de anomalía encontrada.
Para tal fin, existen dos tipos de sensores utilizados en este principio: Sensores en
espiral y sensores de efecto Hall (Hall effect). Los primeros son sensores basados en
el principio de Faraday; estos sensores son muy sensibles a la velocidad de escaneado,
distancia del sensor a la lámina y no son sensibles a rugosidades. Por otro lado, los
sensores de efecto Hall están conectados a un circuito eléctrico donde al ser afectados
por un campo magnético van a generar una señal de voltaje dependiente de la
densidad del flujo magnético. Aunque este sensor permite estar mas alejado de la
superficie de inspección y del campo magnético, y así disminuir el desgaste de la
maquina, también permite la inspección en zonas de alta rugosidad como en las
vecindades de las soldaduras, pero requiere de una corrección o filtro para anular los
efectos producidos por las corrientes inducidas de Eddy. A continuación se muestra un
esquema que ilustra el principio de flujo magnético (MFL) (1).
FIGURA 1: Esquema general del principio de flujo magnético (1).
Nota: El equipo utilizado para la inspección del tanque de 28000 barriles de la
planta de Puerto salgar de ECOPETROL S.A tiene un sensor de efecto Hall.
7
2.2 BORRAS
A causa del almacenamiento de crudo y sus derivados, las partículas más pesadas y
gruesas, al igual que las finas y livianas disueltas dentro del producto se van a
sedimentar con el tiempo en la parte inferior del tanque, formando una capa de
material denso y pesado que va a interferir en las labores de inspección y limpieza del
tanque; a este material se le denomina borras.
2.3 ZONA CRÍTICA
La zona critica de un tanque se encuentra en la unión entre la pared y el fondo del
tanque a una distancia de 3 pulgadas radialmente hacia el centro del tanque. Esta es
una zona de alta peligrosidad ya que esta sujeta a grandes asentamientos, esfuerzos
inducidos por volcamiento, altos niveles de presión y formación de grietas y actúa
como la zona donde se concentran los mayores esfuerzos del tanque.
2.4 LAMINA ANULAR
Debido a la alta concentración de esfuerzos existentes en la junta pared – cuerpo a
causa de presiones dadas por el producto almacenado, por posibles asentamientos
diferenciales a lo largo de toda el área de cimiento del tanque, a cambios de
temperatura dados en operaciones de carga y descarga, a esfuerzos de volcamiento
impuestos por cargas de viento y agua impuestas por el clima; la norma API 650 en el
numeral 3.5 recomienda el uso de una placa o lamina anular ubicada en la base
exterior del tanque con el fin de disminuir estos efectos. El uso de esta placa depende
del tamaño del tanque, de las condiciones de servicio y del tipo de producto
almacenado.
8
2.5 MANHOLE
Son unos agujeros que tienen los tanques a sus costados con diámetro desde 20” hasta
36” dependiendo las dimensiones del tanque; son destinados para el ingreso de
personal técnico al interior del tanque cuando son necesarias actividades de limpieza,
revisión, inspección y/o mantenimiento. El número mínimo de manholes es función de
la capacidad del tanque y esta regularizado por la API 650 que dice que se deben tener
manholes en la línea central horizontal. En las siguientes fotos se observan la
ubicación y dimensiones de estos elementos del tanque; deben llevar una platina de
refuerzo (Forma circular o romboidal) cuyo espesor es función del diámetro del
agujero, oscila desde 3/16” hasta ¾”.
FOTO 1: Manhole tanque de 20.000 barriles
9
FOTO 2: Manhole Abierto
FOTO 3: Manhole cerrado
10
2.6 ACHIQUE DE TANQUE
Es el nombre técnico que se da a la actividad de extracción de producto, ya sea crudo
o alguno de sus derivados, para poder ser utilizado y procesado nuevamente
inyectándolo nuevamente a una línea de flujo u otro tanque de almacenamiento del
mismo producto, se puede clasificar como una sub-actividad entre la desgasificación y
el retiro de borras. Este producto debe ser retirado del tanque hasta un nivel donde se
minimicen las perdidas y comience la extracción de borras.
3. TIPOS DE TANQUES
3.1 INTRODUCCION
El diseño y creación de elementos de almacenamiento en la industria petrolera ha
llevado a ingenieros y diseñadotes a crear diferentes elementos de almacenamiento
dependiendo su uso; por ejemplo tanques para la producción, tratamiento, destilación,
transporte, refinación, distribución y reservas, entre otros. Además de esta
clasificación existe una clasificación que depende del tipo de presión a la cual este
contenido el producto: hay tanque de baja presión los cuales no superan los 2.5 psig,
los de media presión se encuentran entre 2.5 y 15 psig, y por ultimo los tanques
presurizados que contienen el producto a presiones mayores a los 15 psig. Con base al
alcance y objetivo de este documento se obtiene un sub-clasificación de los tanques de
baja presión, que en este caso son los únicos de interés; estos se clasifican como
tanque de techo fijo, de techo flotante, domo geodésico y de membrana interna. Vale
la pena resaltar que todos los tanques de almacenamiento de hidrocarburos están
diseñados para soportar únicamente presiones hidrostáticas impuestas por el producto
11
almacenado y las presiones dadas por la presión de vapor del producto (Temperatura
de almacenamiento).
La selección del tipo de tanque que se vaya a utilizar depende del tipo de producto a
almacenar, de las condiciones de operación a las cuales vaya a estar expuesto el
tanque, a las acciones de mantenimiento que se requieran hacer sobre el tanque, cual
debe ser l vida esperada del tanque y cuanto tiempo se estima que se requiere para
operaciones de mantenimiento, cuales son las condiciones externas – ambientales a las
cuales va a estar expuesto, cual es la presión de vapor del producto que va a contener
y así estimar condiciones de corrosión interna y externa; y un punto muy importante
es estimar las condiciones de seguridad y riesgo que va a tener el tanque cuando este
esté en uso. Con base a esto, y teniendo en cuenta el alcance y objetivo de este
informe se va describir los principales tipos de tanques y cuales son sus características
mas relevantes.
3.2 TECHO FIJO
Este es un tanque que tiene soldado un techo rígido cónico al cuerpo del tanque y se
clasifica en tanques de almacenamiento para baja presión. Existe gran variedad de
dimensiones y es uno de los tanques mas usados actualmente en las plantas de
ECOPETROL; es aconsejable para productos combustibles o productos con un punto
de inflamación mayor a 38 C, se debe controlar la temperatura interna del tanque,
especialmente la del gas o vapor que es el que representa mayor riesgo para la
integridad del tanque y causaría mayores perdidas de producto por evaporación. La
presión de vapor del producto a la temperatura de almacenamiento no debe superar los
2,2 psig y es controlada por medio de accesorios como ventosas de seguridad que
permitirán la salida de aire cuando se alcancen ciertos niveles de presión interna.
12
FOTO 4: Tanque de techo fijo para almacenamiento de crudo
3.3 TECHO FLOTANTE
Este es e segundo tipo de tanques mas utilizados, se clasifican en tanques de techo
flotante, interno y externo, la única diferencia es que en el interno el tanque es sellado
y el volumen exterior del tanque no varia a que cambia internamente; por otro lado el
de techo flotante externo mueve todo el techo y varia el volumen total del tanque
dependiendo los niveles de almacenamiento. El mecanismo o esencia de los dos
tanques es el mismo; consiste en subir o bajar el techo dependiendo el nivel del
producto almacenado sin afectar la integridad del techo y tanque, ni causar daños en
accesorios. Este tipo de techos, al variar el volumen interno minimiza perdidas de
producto por evaporación, reduce el impacto ambiental y el riesgo de explosión al
controlar la formación de mezclas explosivas y espacio de vapor al interior.
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Este tipo de tanques presenta gran variedad de diseños, lo único que cambia es el
sistema boyante que tenga, pero casi siempre el techo se encuentra en contacto
continuo con el producto para minimizar el vapor atrapado entre el techo y la
superficie del producto. Son diseñados para almacenar productos con temperaturas
mayores a 90 ‘C (Revisar norma pues algunas veces se permiten temperaturas
mayores), soportar dos veces su propio peso mas el equivalente a una carga viva de
dos operarios (2,2 kN) sin ocasionar danos estructurales al techo ni salida de material,
además, según la norma API 650 y 620 el sistema debe ser capaz de soportarse y
continuar en funcionamiento si tiene hasta dos de los sistemas de flotación dañados;
en el caso de el de techo flotante externo, debe soportar una carga de 250 mm de
lluvia en un periodo de 24 horas. En conclusión este tipo de tanques es utilizado para
productos de mayor riesgo y que requieran mayor control y supervisión debido a sus
condiciones de temperatura y presión donde soportan máximo 11 psig de presión. Con
base a esto se podrían clasificar como tanques de almacenamiento de presión media.
Como medida de seguridad, la norma establece que se puede llenar con 10% mas de
su capacidad sin sufrir derrames o alteraciones de la integridad estructural del tanque:
después de sobrepasar estos valores se activan las válvulas de alivio y conductos para
drenar y bajar el nivel del tanque.
FOTO 5: Tanque de techo flotante
14
3.4 DOMO GEODESICO
Este tipo de tanques ya no es muy utilizado hoy en día por que debido a la altura del
domo se pierde mucho volumen de almacenamiento y con base a los otros tipos de
tanques no es viable económicamente. Usualmente este tipo de tanques esta hecho de
un cuerpo en acero carbono ASTM grado A36, A 131M, A 283M, A285M, A 516M,
A 537M, A 633M, A 662M y A 678M, y su techo es hecho en laminas y ángulos de
aluminio (Usualmente Aluminio 6061 T6, o serie 3000/5000), es aplicable cuando se
requieran temperaturas de almacenamiento mayores a 200 ‘F y la presión interna no
supere los 2,2 KPa. En la siguiente imagen se observa un ejemplo de este tipo de
tanque, un tanque de techo Geodesico perteneciente a la estación de Ayacucho de
ECOPETROL S.A; esta foto fue suministrada por la empresa F.M INGENIERIA S.A.
FOTO 6: Tanque con techo Geodésico
15
4. PARAMETROS Y CRITERIOS DE INSPECCION
En el momento que ECOPETROL decide empezar actividades de rehabilitación e
inspección de tanques se deben tener en cuenta una serie de parámetros y criterios
que permiten evaluar el desempeño actual del tanque, determinar si este puede seguir
en servicio y establecer actividades de reparación, rehabilitación o reconstrucción de
partes del tanque. Para llegar a esto se deben tener en cuenta los siguientes criterios en
el momento de intervenir el tanque:
• Niveles de corrosión interna y externa: Este es un factor muy importante en el
momento de decidir actividades de rehabilitación y reparación ya que a partir
de los niveles de corrosión de laminas se puede determinar una rata de
corrosión de la lamina, perdida de material localizada, cuales son las zonas
criticas, grado de porosidad del material, existencia de agujero en la laminas y
otro tipo de defectos del material asociados a la corrosión. En este punto,
además del grado de corrosión es importante establecer una numeración y un
plano del tanque para saber la disposición y ubicación de las laminas, y así
estimar cuales de estas son más críticas ya que las láminas de la unión entre
cuerpo y base presentan mayores niveles de esfuerzos, corrosión y los criterios
de mantenimiento son más rigurosos.
• Estimar niveles de esfuerzo a los cuales esta/estaba sometido el tanque: Los
niveles de esfuerzo están estimados desde su construcción, y son estipulados
en planos suministrados al contratista por parte de ECOPETROL. El diseño
del tanque se rige por la norma API 650
• Propiedades físicas y químicas del producto almacenado (temperatura ,
densidad, niveles de acidez, grados de corrosión, interacción con el material
del tanque, etc.) Los niveles de corrosión interna del tanque son dependientes
del tipo de producto que se almacena, de este modo las actividades de
rehabilitación hechas después de la inspección mecánica van a estar
estrechamente ligadas con el tipo de producto que se esté almacenando, los
niveles de presión interna, temperatura interna y externa y otros factores como
16
grado de corrosión, que van a alterar la integridad de la lámina, disminuir su
rendimiento o aumentar su deterioro.
• Dimensiones y tipo de tanque (Techo): El tipo de tanque determinara el tipo de
producto que se puede almacenar, las condiciones internas de almacenamiento;
además la medición de espesores es una forma importante para establecer el
grado de corrosión que tiene el tanque, cual ha sido su deterioro y es un
criterio de gran peso en el momento de decidir qué actividad de rehabilitación
se debe llevar a cabo, si la aplicación de platinas de refuerzo o el cambio de la
lamina.
• Ambiente que rodea el tanque (temperatura externa, niveles de viento, tipo de
suelo, niveles de pluviosidad, etc.):Este es un punto muy importante porque
produce un gran efecto en la integridad global del tanque ya que efectos como
asentamientos diferenciales van a causar deformaciones y mayores
concentraciones de esfuerzos en las laminas del fondo del tanque; por otro
lado, cargas de viento y agua van a inducir esfuerzos sobre el cuerpo, base y
techo del tanque, pudiendo afectar la integridad estructural del tanque, por
ejemplo cargas de viento
• Distorsiones existentes en el cuerpo, base y techo del tanque: Debido a las
cargas impuestas por el entrono del tanque y el producto que este almacena se
asocian una serie de defectos en el tanque como pandeo de la lamina, perdida
de redondez, áreas aplanadas y cinturas en las uniones debidas a cambios o
excesos de presión y temperatura, desniveles de la base por asentamientos
diferenciales, y muchos otros tipos de distorsiones asociadas a estos efectos.
Parámetros como espesor de lamina, espesor de recubrimiento y condiciones
generales de la superficie son necesarios para el proceso de evaluación del
tanque
• Condiciones de operación: Las condiciones de operación como niveles de
carga y descarga van a inducir esfuerzos de presión y esfuerzos térmicos a las
láminas causando alteraciones y deformaciones. Las ratas de vaciado y
llenado, así como la intensidad de estas operaciones afectan internamente el
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material desgastándolo y disminuyendo resistencia, además que aumentan o
disminuyen la presión interna del tanque.
5. PROCEDIMIENTO DE INTERVENCION DE TANQUES
5.1 ENTREGA DEL TANQUE
Esta es una etapa de protocolo por parte de ECOPETROL S.A donde se hace
entrega formal del tanque al contratista, se firma la fecha de recibido y se
entrega un documento donde se resume la siguiente información:
• Identificación del tanque
• Producto que almacena del tanque
• Tipo de tanque
• Dimensiones y especificaciones del tanque
• Historia del tanque
Por otro lado, se entrega la ficha toxicologica del producto que almacena el
tanque para estimar niveles de riesgo, tiempos máximos de exposición de las
personas que intervengan el tanque; además se hace entrega de requerimientos
de seguridad industrial, ambiental y de calidad los cuales deben ser cumplidos
por e contratista antes de iniciar cualquier actividad de intervención.
Finalmente, es requisito de ECOPETROL entregar el tanque, desconectado,
aislado, desenergizado (Protección catódica) y con un nivel de producto
almacenado máximo de 1 pie medido desde la base del tanque para poder
realizar actividades de achique
18
5.2 APERTURA
Esta actividad se debe realizar en conjunto con la programación de la planta
para evitar que se realicen descargas nuevamente dentro de los tanques. Como
primer paso se instalan sacos de fique llenos de arena mojada adyacente a cada
manhole y tapa del techo del tanque para evitar cualquier chispa durante la
actividad de apertura. Después se procede a destornillar las tapas del techo con
llaves de boca fija hechas en bronce para evitar también cualquier generación
de chispa (Llaves de golpe); el cambio de tornillos queda a juicio de
interventoria y ECOPETROL. Después se hace el mismo procedimiento para
abrir los manholes ubicados a los costados para permitir el ingreso de personal
al interior del tanque y de este modo poner las columnas de posicionamiento
del techo flotante. Antes del ingreso de personal se deben realizar mediciones
con el explosimetro para estimar el tipo de atmósfera al interior del tanque; es
obligatorio el uso de equipo de auto contenido para el ingreso al tanque y
hacer el posicionamiento del techo. En las fotos siguientes se puede ver como
se abrió la tapa superior del tanque 131, y operarios utilizando el equipo de
auto contenido antes de ingresar al tanque.
FOTO 7: Apertura tapa superior techo.
19
FOTO 8: Personal con Equipo Auto-Contenido de respiración SCBA
(Self Contained Breathing Apparatus)
5.3 DESGASIFICACION
Esta actividad presenta alto interés por parte de ECOPETROL en cuanto al
manejo de seguridad industrial ya que la atmósfera de trabajo presenta alta
toxicidad y riesgo para los trabajadores y demás personal de la planta, así
como para la integridad total de las instalaciones debido a que se presentan
niveles altos de concentración de gases inflamables y explosivos. El
procedimiento de extracción de vapores y gases se realiza de forma mecánica,
por medio de extractores y ventiladores neumáticos a prueba de explosión,
instalados en los agujeros del techo y alguno de los manholes. La duración de
esta actividad depende del tamaño del tanque y del tipo de producto que
almacene, en este caso, para el tanque de 28000 barriles de gasolina Premium
duró 3 días. Para establecer la atmósfera como segura se deben realizar
mediciones a diferentes alturas dentro del tanque, y en diferentes posiciones
para verificar que no exista algún tipo de estratificación, y debe cumplir con
un 20% de contenido de oxigeno mínimo en volumen y una concentración
inferior al 10% de vapores y gases explosivos. Durante esta actividad es
20
imprescindible el uso de una manga veleta para establecer la dirección del
viento y de este modo poder ubicar el campamento y los equipos; es decir,
todo equipo eléctrico y/o de combustión que genere algún tipo de chispa debe
ubicarse viento arriba del tanque.
Sin importar la medición o el tiempo de ejecución de esta actividad, es
requerimiento de ECOPETROL realizar mediciones continuas sobre los
niveles de explosividad en el interior del tanque y sus alrededores.
5.4 RETIRO DE BORRAS
Esta es una actividad que debe empezar después de haber des gasificado y
haber hecho el achique del tanque aunque ECOPETROL obliga a tener los
extractores funcionando durante todo el proceso de retiro de borras, pues
pueden quedar rastros de vapores tóxicos e inflamables. El retiro de borras se
hizo por medio de una bomba pulmón de diafragma; tuvo una duración de 4
días y se retiraron aproximadamente 202 barriles de sedimento (32 m3).
Debido a que estos residuos son clasificados como peligrosos y contaminantes
se les debe intervenir antes de ubicarlos en el sitio final de disposición; para tal
fin ECOPETROL diseño un procedimiento de intervención para estos
residuos:
1. El producto se debe fluidificar agregando la suficiente cantidad de agua para que permita agitar y mezclar mecánicamente los residuos.
2. El producto fluidizado se envía un tanque de 200 barriles que existe en la planta, se desocupa y acondiciona para el proceso de separación por densidades. Este tanque debe estar instalado y disponible para la fecha en que se extraigan las borras. El tanque debe poseer un drenaje de fondo y/o facilidades para extraer cada uno de los componentes obtenidos de la separación.
21
3. En el tanque se deja reposar el producto por 24 horas aproximadamente, luego de lo cual el producto dentro del tanque se habrá separado por gravedad obteniendo una mezcla separada de producto, sedimento y agua. En la siguiente figura se observa la disposición de cada uno de estos productos y se estima que estarán divididos en iguales proporciones.
FIGURA 3: Esquema proceso de separación y tratamiento de borras
4. El producto de la parte superior y el agua se envía al separador API de la planta para ser procesado y reutilizado. El producto referente a los sedimentos o borras será depositada en el lecho de secado existente en la planta.
5. En el lecho de secado, las borras pasan por un proceso de filtración y evaporación.
6. Finalmente, el sedimento con un contenido aproximado de 10% de hidrocarburos es transportado a la Planta de Vasconia y ubicadas directamente en la pista de biodegradación construida para tal fin. En este sitio se aplica un tratamiento de biodegradación con bacterias y oxidación, después podrán ser dispuestas al suelo sin efectos contra el medio ambiente.
22
5.5 LAVADO INTERNO DEL TANQUE
El principal objetivo del lavado del taque es garantizar que no queden rastros
de producto, grasa u otro agente que impida la inspección del tanque, así como
permitir identificar láminas, uniones, fallas y cualquier tipo de anomalía o
defecto. En esta actividad también es muy importante la inspección visual para
verificar que no haya ningún riesgo para los operarios en cuanto a rastros de
producto o vapores tóxicos ni explosivos, así como identificar la ubicación de
las columnas posicionadoras del techo y demás accesorios internos del tanque.
Durante esta actividad se deben mantener prendidos los extractores de aire y
realizar mediciones constantemente de la atmósfera.
El procedimiento de lavado y limpieza del interior del tanque se hace a partir
de las siguientes actividades:
1. Rosear y humedecer las paredes y el fondo del tanque por medio de
agua salada aplicada a presión.
2. Para la limpieza utilizar desengrasante, jabón industrial y
elementos convencionales de limpieza.
3. Limpiar con agua a presión y retirar grasa o producto concentrado
por medio de aserrín y ACPM. Por medio de motobombas se extrae
el agua-jabón del interior del tanque.
4. Realizar los 3 pasos anteriores al fondo y primer anillo del tanque.
5. Limpieza final y secado del interior. Si queda algún rastro de
producto debe ser removido con aserrín, ACPM y posteriormente
lavado y secado nuevamente.
6. Limpieza final y aprobación por parte de interventoria para poder
iniciar actividades de inspección.
23
FOTO 9: Actividades de limpieza y lavado del interior del tanque
5.6 INSPECCIÓN
La etapa de inspección es tal vez la mas importante en el proceso de
intervención de tanques, pues gracias a esta etapa es que se puede llevar a cabo
actividades de rehabilitación y mantenimiento como cambios de laminas o tan
solo instalación de parches soldados. De este modo, la finalidad de este
capitulo es mostrar el procedimiento de inspección en tanques de
almacenamiento de crudo y sus derivados según la norma API 653.
1. Verificar estado de limpieza del tanque, altura de columnas de
posicionamiento de techo fijo, atmósfera de trabajo bajo los estándares
mínimos de contenido de oxigeno (20%) y máximo de gases tóxicos e
inflamables (10%) y cumplir con instalaciones de extractores
2. Solicitar permisos de trabajo al director de planta para poder empezar
actividades de inspección
24
3. Rectificar que las unidades e inspección se encuentren cargadas para
poderlas ingresar al interior del tanque por medio del manhole de 20”
como mínimo.
4. Inspección visual, establecer centro y norte geográfico del tanque,
ubicación de manholes, conexiones de tuberías y demás accesorios al
interior del tanque.
5. Medición del diámetro del tanque, numeración de láminas y desarrollo
del esquema del fondo del tanque.
6. Configurar, calibrar el software y hacer barrido con el equipo MFL a
cada lámina del tanque empezando por el orden estipulado en el
numeral anterior (Mantener velocidad de inspección constante y no
mayor a 200 ft/min; registrar y marcar toda zona detectada por el
sistema de alarma de la maquina–Se enciende cuando se excede una
perdida de material >75%)
7. Verificar por medio de ultrasonido anomalías detectadas en las
mediciones
8. Obtención del perfil del fondo del tanque y estimación de
asentamientos
9. Por medio del aparato de ultrasonido medir los espesores de tuberías,
accesorios, paredes y techo del taque
10. Por medio de un nivel de láser medir verticalidad del tanque
11. Revisión e inspección de cada junta soldada del tanque por medio de
cámara de vacío (revisar permisos para retiro de pintura y
recubrimiento para obtener buenos resultados – Pintura puede cubrir
grietas grandes en las soldaduras).
12. Inspección de sistema de protección catódica del tanque.
13. Realizar procedimiento de inspección con tintas penetrantes en zonas
de riesgo o aquellas zonas donde se necesite rectificar las condiciones
de las láminas de tanque y la soldadura.
14. Todo tipo de medición y resultado debe ser guardado y almacenado en
el software y el formato de inspección para poder ser analizado y dar
25
finalmente un preinforme del resultado del proceso de inspección del
tanque, este preinforme será estudiado finalmente por in inspector API
y se suministrara finalmente el resultado o informe final.
15. Finalmente, dependiendo el criterio de mantenimiento, por ejemplo si
se tienen reducciones de espesor mayores al 75% de la lámina es
necesario el cambio inmediato de láminas o la instalación de parches
según el tamaño del área que presente reducciones de espesor.
FOTO 10: Actividad de inspección al interior del tanque de 28000 bls
En la anterior foto se observa el operario de la TBIT haciendo la inspección
por medio de MFL a una de las láminas del tanque de 28000 barriles; esos
tubos que se observan en la foto hacen referencia a las llamadas patas o
columnas de posicionamiento para tanques de techo flotante y se instalan
exclusivamente para permitir intervenir estos tipos de tanques.
26
6. TECNICAS DE INSPECCION UTILIZADAS PARA LA
REHABILITACION Y MANTENIMIENTO DE TANQUES
6.1 Inspección por medio de líquidos penetrantes
Esta inspección esta regida por el código ASME – Sección V, Artículo 6. El
operario o persona que realice esta inspección debe estar certificado para
realizar la prueba, examinar y evaluar los resultados obtenidos. Dependiendo
los requerimientos se cambia de un producto de prueba a otro, en este caso se
realizaron “dos tipos” de pruebas; una de ellas fue con ACPM o aceite
penetrante para inspeccionar las juntas de raíz o juntas cuerpo anillo. Este
procedimiento consiste en la aplicación de ACPM al interior del tanque
después de haber removido escoria y corrosión de la soldadura en filete por
medio de limpieza mecánica con gratas y discos, después de inspección el
exterior del tanque para verificar que no existan manchas ni fugas de ACPM.
Por otro lado, aunque la aplicación de la tinta penetrante poco viscosa también
es aplicable a la junta entre el cuerpo y el fondo del tanque, se puede aplicar a
soldaduras internas y externas, juntas de láminas, reparación con parches y
cualquier otro tipo de imperfección, elemento o defecto que considere
ECOPETROL. Para este último procedimiento se requieren los siguientes
elementos:
• Lámparas contra explosión equivalentes a 1000 luxes de intensidad de
luz blanca
• Removedor y limpiador
• Tinta penetrante
• Agente revelador
• Elementos de protección personal y limpieza.
27
El procedimiento para la inspección es el siguiente:
1. Verificar que la atmósfera en la cual se trabaje este libre de
contaminantes y realizar inspección visual especialmente en las zonas
cercanas a los cordones de soldaduras ya que son zonas afectadas por
la temperatura.
2. Revisar que el área a inspeccionar se encuentre libre de contaminantes
como polvo, pintura o soldadura suelta.
3. Identificar, marcar y registrar zonas con porosidades, grietas o
cualquier otro tipo de anomalía de la lámina o soldadura.
4. Aplique el removedor con un trapo de algodón a zonas que se
encuentren sucias y con contaminantes.
5. Dejar secar y aplicar la tinta penetrante acercando la boquilla del
aerosol a una distancia de 30 cm aproximadamente y un ángulo de 45`
de la soldadura o la lamina.
6. Dejar actuar el penetrante por un tiempo máximo de 60 minutos o
según se especifique el fabricante.
7. Limpiar exceso de liquido penetrante
8. Aplicar el revelador de igual forma que en el numeral 5 de forma
homogénea y asegurando dejar un película muy delgada sobre la
lamina.
9. Dejar actuar el revelador según especificaciones del fabricante pero no
menos de 10 minutos.
10. Realice la inspección visual y registro de fisuras mayores a 1,5 mm.
11. Haga un registro fotográfico y escrito donde se deje constancia de los
defectos relevantes según criterios de inspección para tintas
penetrantes.
12. Haga limpieza de la tinta penetrante con un trapo de algodón y
removedor especial para ese tipo de tintas.
28
Para la evaluación y detección de defectos, grietas o porosidades se debe tener
en cuenta lo siguiente:
o Reportar todo defecto lineal (Un defecto lineal es aquel que es
mayor a tres veces su ancho)
o Reportar solamente grietas mayores a 1,5 mm
o Reportar todo defecto redondeado mayor a 5 mm
o Cuando se tienen cuatro o mas indicaciones redondeadas
relevantes en línea separadas no menos de 1,5 mm o que se
encuentren borde a borde se considera como porosidades
criticas y también deben ser registradas.
o Cualquiera de estas anomalías deben ser removidas por medio
de acción mecánica; puede ser por medio de una grata y un
disco y si es necesario aplicar un punto de soldadura libre de
cualquier imperfección puntual.
A continuación se muestra una foto tomada del proceso de inspección por
medio de tintas penetrantes; en esta imagen se observan los tres principales
agentes; limpiador, tinta penetrante y revelador además se e que es requisito
por parte de ECOPETROL S.A la delimitacion y marcación de cualquier que
se considere como critica.
FOTO 11: Inspección por medio de tintas penetrantes.
29
6.2 Inspección visual
Este es la primera etapa del procedimiento de cualquier tipo de inspección, se
debe realizar la inspección e identificación de todos los elementos que
compongan el tanque y establecer su estado, revisar las uniones de cada
lamina, verificar sellos entre la cubierta y el cuerpo del tanque, identificar
agujeros en laminas, estado de la soldadura, superficie interna y externa del
tanque, ovalamientos o perdida de redondez del tanque, porosidad superficial y
estado actual del recubrimiento, defectos puntuales y cualquier otro tipo de
distorsión o defecto que presente el tanque debe ser registrada y comunicada a
ECOPETROL. Adicionalmente, para cada actividad de intervención del
tanque se requiere de una inspección visual minuciosa y un seguimiento
detallado de cada actividad para verificar que se cumpla con la normatividad,
seguridad industrial requisitos de calidad y manejo ambiental.
Como se puede ver en las siguientes fotos es importante este tipo de
inspección y el registro de anomalías y defectos puntuales que requieran hacer
reparaciones o cambios de accesorios; por ejemplo la corrosión en los tornillos
de las bridas y malformaciones a causa de la corrosión que van a afectar de
cierto modo la integridad estructural del tanque, en este caso un desgaste
puntual.
FOTO 12: Defectos y anomalías encontradas en la inspección visual
30
6.3 Prueba de cámara de vacío
Esta prueba se ejecuta utilizando una caja transparente en la parte superior que
permite observar el área que se inspeccionará, tiene 6” de ancho por 30” de
longitud y 8” de altura; debe tener un sistema adecuado de iluminación que
permita detectar cualquier cambio al interior de la caja y el tipo de sellos
deben ser herméticos entre la lamina, las conexiones que producen vacío y la
caja. Se aplica un vacío de 21 KPa (según norma API 650) o mínimo de 3 psi
(según ECOPETROL), aunque algunas veces si lo requiere ECOPETROL se
pueden utilizar presiones hasta de 10 psi (70 KPa) que es utilizable cuando se
detectan fugas muy pequeñas.
Este es un procedimiento que se lleva a cabo a partir de unas reglas
establecidas por la API 650, requiere la ejecución de inspección visual del
fondo del tanque y cada una de las uniones con soldadura, verificar el estado
de la cámara de vacío y sus sellos, y debe cumplir con los siguientes aspectos:
• Se debe aplicar una película de jabón o de una solución especial para
detección de fugas sobre la superficie seca de metal.
• Verificar que al iniciar la prueba no exista un burbujeado rápido, que
permita la entrada de aire y aparentemente indique que la soldadura
esté buena.
• La temperatura superficial del metal debe estar dentro de los
parametros establecidos en la norma (4`C – 57`C).
• Intensidad de luz mínima es de 1000 luxes durante la prueba
• El vacío se debe mantener por un tiempo mínimo de 5 segundos
• Todas las condiciones de la inspección como intensidad de luz,
presión, tiempo deben ser registradas
31
Los mayores de defectos encontrados por este método de inspección es
disminución de espesor y aumento de porosidad ya que se presenta un
crecimiento continuo y formación de pequeñas burbujas; por otro lado la
presencia de grandes fugas y grietas es detectada al tener la formación rápida
de burbujas grandes que tienden a reventarse rápidamente. En la foto 13 se
observan dos inspectores realizando la prueba de cámara de vacío a una de las
juntas soldadas del tanque.
FOTO 13: Ejecución de prueba de cámara de vacío.
6.4 Medición de espesores
Este método de inspección es utilizado para conocer el espesor de láminas de
acero al bajo carbono no aleado bajo el principio de ultrasonido y propagación
de ondas a través de un material. Es un método de contacto directo de
manipulación manual que utiliza un instrumento capaz de medir el tiempo que
se toma un pulso de ultrasonido para atravesar un material de ciertas
32
características y dimensiones; de este modo es capaz de establecer el espesor
de la lamina a partir de la velocidad del sonido dentro del material y la mitad
del tiempo que se toma el pulso en regresar al receptor.
El equipo utilizado consta básicamente de un display para la visualización de
resultados, un generador de pulsos con un ancho de banda de 1 @ 10 Mhz, y
de un trasductor ultrasónico de doble cristal capaz de emitir y recibir el pulso.
Este equipo presenta los siguientes requerimientos, especificaciones y
condiciones de inspección:
• Ejecutar la prueba a temperatura ambiente.
• Temperatura de lamina menor a 60 `C
• Medición de espesores en láminas corroídas uniformemente con una
precisión de 0,25mm – No aplica a zonas que presentan corrosión
local y grandes defectos locales (huecos pasantes).
• Requiere la aplicación de un fluido – gel (COUPLANT) entre la
superficie que se va a inspeccionar y el trasductor. Es un producto
hecho a base de agua que se consigue comercialmente con el nombre
de SONAVELLE y/o ZG gel (Producto para ultrasonido). Este
producto permite un contacto acústico optimo pues evita el contacto
directo del trasductor y la lamina.
• La superficie a inspeccionar debe estar libre de oxido, grasa,
combustible, aceite, pintura suelta y cualquier tipo de suciedad que
afecte la ejecución de esta prueba.
• Se debe garantizar un contacto constante y uniforme entre a lamina
y el trasductor, sin incurrir en excesos de presión que afecten la
sensibilidad del instrumento.
• El equipo se debe calibrar para cada nueva medición; antes de la
calibración se debe prender y esperar 15 minutos para que el equipo
se acomode a las condiciones de presión, temperatura y humedad del
interior del tanque; de este modo se calibra el equipo para el rango
33
de mediciones deseado, dependiendo los espesores de lamina
esperados.
• Es muy importante realizar una inspección visual al interior y
exterior del tanque para detectar porosidades o defectos que afecten
los resultados obtenidos.
• Cuando existe algún rastro de pintura se asume que la velocidad de
la onda es mucho mayor que en la lamina del material; con esto la
medición del espesor real no se toma con la llegada del primer pulso,
sino que se utiliza la diferencia entre este y el segundo.
• Todo tipo de defecto, inconveniente o modificación del
procedimiento de inspección debe quedar escrito en el diario de
inspección.
FOTO 14: Procedimiento de medición de espesores a la pared del tanque
34
6.5 MFL
Como se explicó en la sección 2.1, este es una técnica no destructiva de
inspección que permite detectar y medir discontinuidades a partir del principio
de flujo magnético. La tecnología utilizada para la inspección de tanques de
almacenamiento de crudo de ECOPETROL consta básicamente de sensores,
un modelo matemático y estadístico, un software, y la herramienta de análisis
y medición TBIT (Tank bottom inspection tool). El software permite calibrar
el sistema a partir de las condiciones presentes en el momento de la
inspección, además almacena los datos obtenidos durante la inspección de
cada lámina, tiene una herramienta capaz de visualizar el fondo del tanque por
medio de un esquema y un sistema de control y monitoreo. Un esquema
general de la maquina de medición se muestran en la figura 4.
Para poder empezar la inspección ECOPETROL debe proveer los siguientes
datos:
• Identificación del tanque
• Producto a almacenar
• Tipo de tanque
• Material y fecha de fabricación
• Dimensiones del tanque
• Historia – Fechas y tipo de intervenciones o aspectos importantes
durante la vida útil del tanque.
Además, se debe prender la maquina dentro del tanque durante 5 minutos para
que se acople al ambiente de inspección, y de este modo realizar la calibración
de la máquina para garantizar que las condiciones de calibración sean las
mismas de la inspección. Para llevar a cabo la calibración, primero se debe
configurar el tipo de sensor a utilizar con el software; además de esto se debe
35
calibrar estos sensores para un rango de espesores esperados y a partir de una
lamina referencia que permita verificar la veracidad de los resultados. Esta
lamina referencia debe ser de características similares a las laminas del tanque
en cuanto a conductividad eléctrica, térmica, permeabilidad magnética, y
características superficiales, además debe tener defectos conocidos para
verificar calibración del sistema de medición.
FIGURA 4: Esquema general maquina MFL (8)
Después de realizar la calibración se debe hacer lo que se denomina mapeo del
fondo del tanque (Tank floor Maping); consiste en hacer un mapa del fondo
del tanque para poder visualizar un sistema coordenado y tener un punto de
referencia para las mediciones. Este procedimiento se realiza con una
herramienta del software que permite numerar cada lámina perteneciente al
fondo del tanque y asignarle un sistema coordenado independiente; Un
ejemplo del resultado de mapeo se observa a continuación:
36
FIGURA 5: Ejemplo de numeración y mapeo del fondo de un tanque (8).
El procedimiento de inspección e intervención de cada lámina debe llevar un
orden específico para poder almacenar correctamente los datos y así tener
buenos resultados; con este fin la inspección debe empezar por alguna lámina
de borde (Usualmente pequeña) por ejemplo siguiendo el sentido mostrado en
la figura 5, tanto para las laminas del fondo como para las del primer anillo.
Además, el sentido de inspección de cada lamina también es importante para el
almacenamiento de los datos; se aconseja hacer de izquierda a derecha o de
arriba-abajo, empezando por el sentido de mayor longitud y terminando
perpendicularmente como se puede ver en la figura 6, además se debe realizar
un traslapo de aproximadamente 5 cm en cada pasada de la maquina, para
garantizar que se inspeccione la totalidad de la lamina.
FIGURA 6: Dirección de inspección de una lamina (8).
37
Por otro lado, se debe configurar un umbral en la maquina de inspección para
que se active y muestre al operario cuando se tengan zonas de la lamina con
espesores menores o iguales al 20% del espesor nominal/inicial; además de
esto es indispensable denotar la zona de principal interés y dar comunicado a
personal de ECOPETROL para que decidan que actividad de rehabilitación se
debe hacer a la lamina.
Con base a los requerimientos del tanque se tiene que debe cumplir:
• Estar aislado completamente de cualquier tipo de producto
• Debe cumplir con los requerimientos de limpieza y desgasificación
que brinden un ambiente seguro y las condiciones necesarias para la
ejecución de la inspección.
• Se debe tener un explosimetro constantemente en el sitio de
inspección para realizar mediciones continuas que garanticen que la
atmosfera de trabajo contenga un máximo del 10% de gases nocivos
e inflamables.
• Se debe notificar cualquier tipo de actividad interna y externa al jefe
de planta de ECOPETROL.
• Debe ser removido cualquier tipo de sustancia (solida o liquida) que
pueda interferir en el campo magnético inducido por la maquina.
• En el caso de tener un tanque de techo fijo se deben posicionar el
techo por medio de unas columnas metálicas a una altura de 1,8 m.
38
7. RESULTADOS INSPECCION MFL
7.1 ESQUEMA DEL FONDO DEL TANQUE
Como se menciono en secciones anteriores, es de vital importancia la
numeración que se haga de las láminas del fondo del tanque, al igual que un
barrido completo de la totalidad de cada lámina. De este modo se muestra a
continuación el resultado del barrido y “mapeo” del fondo del tanque.
FIGURA 7: Numeración de las láminas del fondo del tanque
39
FIGURA 8: Dirección y forma de barrido de cada lámina
En la foto 7 se observa la numeración que se le hizo al fondo del tanque y en la
figura 8 se muestra como fue el barrido en cada lamina donde se busco cubrir
la gran mayoría del área de cada lamina; también se puede ver que el
procedimiento de barrido de cada lamina, al igual que la numeración es acorde
con la explicada en los procedimientos de inspección por medio de MFL. Las
marcas de color rosado ubicadas en el exterior del tanque corresponden a los
tres manholes que tiene este tanque, el punto amarillo central es el marco de
referencia global y es el centro geográfico del tanque; y el punto rosado
ubicado a la derecha se conoce como bocatoma o zona de succión del tanque
(Mayores desniveles respecto al centro del tanque) donde por medio de un
sistema de bombeo se puede extraer el producto al interior del tanque
40
7.2 PERFIL DEL FONDO DEL TANQUE
FIGURA 9: Perfil del fondo del tanque
FIGURA 10: Sistema de clasificación del perfil del fondo del tanque
41
En las figuras anteriores se observa el perfil estratigráfico del fondo del
tanque. En este se puede ver que el punto central del tanque es el de mayor
altura (Corresponde al cero absoluto), a partir del cual comienza a descender
cada lamina a medida que se acerca a la pared del tanque. La diferencia
máxima entre el centro y los puntos perimetrales es de 15 mm
aproximadamente con un máximo de 20 mm en ciertos puntos; también
perimetrales, esto se puede corroborar en la figura 9. Aunque son
asentamientos considerables, no son críticos para la integridad del tanque pues
estos son constantes y uniformes a lo largo de toda el área del fondo y se
encuentran dentro de los limites máximos de asentamientos permitidos por la
API 653 que dice que el asentamiento máximo permitido entre dos puntos
cualquiera debe ser del orden de 30 mm y si estos son adyacentes, este no
puede superar los 85 mm de diferencia. Estos criterios y los resultados
obtenidos a partir del perfil del fondo del tanque permiten minimizar el riesgo
de fisura o rompimiento de las láminas a causa de asentamientos diferenciales
en la base del tanque.
42
7.3 PERDIDAS DE MATERIAL Y PARCHES EXISTENTES
FIGURA 11: Perdidas de material y ubicación de parches existentes
Este, es tal vez el resultado más importante pues es donde se determinan las
zonas donde hubo mayor perdida de material como por ejemplo en la figura
11; cada punto tiene su correspondiente perdida de material y según el color se
clasifica, por ejemplo en el caso de señalar la lamina 69 se tiene que hay una
zona de 13mm x 13mm con una perdida promedio del 74% del material.
Haciendo este procedimiento, según la escala de colores (Perdida de material)
se establecen las zonas del tanque donde hay una mayor perdida de material
asociada a la corrosión y de este modo establecer actividades de
mantenimiento y prevención, como lo representan en este caso los recuadros
azules, ubicados en diferentes partes del fondo del tanque que hacen referencia
43
a parches soldados que se instalaron en zonas que presentaron perdidas de
material mayores al 40%. El tamaño de estos parches es un tamaño cuadrado
estándar de 305 mm de lado y es puesto en zonas donde no solo se tuvo un
gran pérdida de material sino que existen picaduras profundas muy cercanas
que aumentan el riesgo de falla de la lámina al unirse y aumentar el área
afectada. En el caso de tener un solo punto de perdida de material aislado, es
suficiente con aplicar un punto de soldadura.
Al mismo tiempo, en la figura 11 se observa el filtro que se utilizo para esta
inspección; en este caso cada vez que se detectaba una perdida de material
mayor o igual al 80% el sistema activaba su alarma, y se prosigue a marcar esa
lamina como critica. De este modo al hacer un barrido a la totalidad de las
láminas se determinan los puntos en los cuales hay una pérdida de material
crítica. Para este tanque, solo se encontró una lámina con perdida mayor al
75%, que se muestra en la figura, 9 entre 40 y 60% y el resto fueron perdidas
menores al 40%. A partir de esto se muestra en la siguiente grafica la
estadística de la totalidad de defectos que se encontraron en la inspección.
ESTADISTICA DE DEFECTOS
0
200
400
600
800
1000
1200
0-20 20-40 40-60 60-80 80-100
PORCENTAJE DE PERDIDA DE MATERIAL
NUM
ERO
DE
DEFE
CEN
CO
NTR
ADO
S
FIGURA 12: Estadística de defectos
44
En cuanto a la distribución de los defectos (Distribución aleatoria), no se
observa ningún tipo de patrón asociado a zonas de carga y descarga lo que
hace redundante la ubicación de estas conexiones; esto es debido a que las
ratas de operación de este tanque no se hacen en periodos cortos, y cuando se
hace un cargue o descargue de producto, este nunca llega a niveles del primer
anillo, excepto cuando se van a realizar operaciones de inspección y
mantenimiento que se debe desocupar el tanque en su totalidad. Pero, como si
se puede ver en la figura 11, se tiene que hay una mayor presencia de perdida
de material localizada en la zona inferior – interna – perimetral del taque, lo
que concuerda con la zona critica del tanque y con las laminas sometidas a
mayores niveles de presión hidrostática. Por ultimo, al no haber un patrón
definido de perdida de material diferente al de la zona critica sino mas bien
perdidas de material localizadas, espontáneas y súbitas en zonas aleatorias del
tanque, se llega a la conclusión que estas perdidas de material están asociadas
directamente con las propiedades de la lamina y la existencia de defectos
puntuales o imperfecciones del material ya sean causadas por errores de
fabricación, tratamientos térmicos aplicados, impurezas en el material o
imperfecciones inducidas por golpes, así como también la aparición de
esfuerzos residuales que actúan como zonas de nucleación para el inicio de la
corrosión (9)(11).
45
8. ANÁLISIS DE CORROSION
8.1 INTRODUCCION Y ALCANCE
En el mundo de la ingeniería existen diferentes tipos de corrosión asociados
todos al deterioro y perdida de material debido a un medio ambiente que rodea
el material y por sus características altera su integridad estructural ya sea por
medio de picadura, ataque químico, corrosión por disolución, entre otras; la
mayoría de estos fenómenos implican un cambio químico y electrónico del
material, y por ende, en el caso de resistencia, implica una disminución. Para
el alcance de este proyecto, el material del tanque se denominara el soluto, el
contenido o gasolina Premium será el solvente, y el tipo de corrosión que
aplica en este caso se denomina corrosión por disolución y por picadura. Este
fenómeno consiste en la pérdida de material por parte del soluto al entrar en
contacto con el solvente, y este se acelera al aumentar la temperatura del
solvente disminuyendo el espesor de la lámina y aumentando el riesgo de falla
(Derrame y contaminación).
El proceso de corrosión puede suceder de varias maneras, con diferentes
grados de severidad y efectos sobre el material; pueden resultar en pérdidas
uniformes de metal distribuidas sobre un área de la lámina, o en áreas
localizadas (picaduras). Debido a la alta irregularidad de este proceso es que
cada caso debe ser tratado como una situación única, es decir que no se puede
tener una generalidad y posible corrección hasta no hacer un análisis mas
profundo por medio de una inspección completa que permita determinar la
naturaleza, tamaño y la extensión de los procesos corrosivos que estén
sucediendo en el material; de este modo se puede establecer una metodología
de reparación y mantenimiento adecuada, ya sea instalando parches sobre la
lamina, aplicando puntos de soldadura, o en el peor de los casos cambiar la
46
lamina en su totalidad. Mientras que un proceso de corrosión avanzado
(grande y profundo) puede afectar la integridad estructural del tanque (lamina),
las picaduras normalmente no representan una amenaza significativa a la
integridad estructural a menos que se presente en forma severa, por ejemplo en
el cuerpo, en donde las picaduras se encuentren cerca unas de otras y presente
una alta perdida de material con la posibilidad de unión de cada una de ellas.
Aunque se ha estudiado y analizado este fenómeno con anterioridad, la
corrosión es un fenómeno muy irregular que existe en los materiales, bajo
ciertas condiciones de su entorno y aplicación; debido a su alta irregularidad y
aleatoriedad de aparición en un material, este es un fenómeno muy difícil de
medir y predecir tanto en su comportamiento como en su aparición, y la forma
mas común de hacerlo es por medio del calculo de perdida de espesor durante
un tiempo determinado. Con base a esto, se pretende observar si existe algún
tipo de patrón en cuanto a la aparición, tamaño y forma de los defectos dados
por la corrosión en las láminas partiendo del hecho que no se encontró a
simple vista ningún patrón de formación regular de corrosión en las láminas
del fondo del tanque. Por otro lado, si existe algún patrón de distribución de
pérdida de material, cuales son las perdidas de material mas existentes en las
laminas, además corroborar que el fenómeno de corrosión es un fenómeno
aleatorio en cuanto a su aparición y forma, especialmente en zonas débiles del
material o propensas a la nucleación y aparición de los primeros síntomas de
corrosión, además de esto, y por ultimo se pretende hacer una estimación de la
rata de corrosión promedio de las láminas del tanque, a partir de la fecha de
construcción y los resultados de la última inspección realizada al tanque. De
este modo, al estimar una tasa de corrosión se puede hacer una recomendación
sobre las próximas actividades de inspección y mantenimiento que se deben
hacer al tanque.
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8.2 METODOLOGIA
Como se planteo anteriormente, a partir de la fecha de construcción del tanque
y de los resultados obtenidos de la inspección se pretende estimar una rata de
corrosión promedio de las láminas al estar en contacto con gasolina Premium,
pero debido a la cantidad de datos referentes a defectos en cada lamina se va a
discriminar el fondo de tanque y trabajar solamente con los resultados
obtenidos en las laminas que hacen parte de la zona critica, en otras palabras
las laminas con las que se va a trabajar para el calculo de la rata de corrosión
van a ser las laminas desde la 123 hasta la 139. Además de ser láminas
ubicadas en la zona critica, ninguna de estas requirió de algún parche y todas
presentan bastantes puntos de corrosión distribuidos a través de cada lámina.
Para evitar confusión alguna, a continuación se muestra marcado de rojo las
laminas que se van a utilizar para el análisis de corrosión.
FIGURA 13: Laminas de interés para calculo de tasa de corrosión
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La metodología utilizada es muy sencilla; debido a que no se pudo conseguir
la información sobre la última inspección que se le hizo al tanque, sino
solamente que fue hecha en el año 2002; entonces a partir de la fecha de
construcción del tanque que fue en el ano 1977 y con los valores de perdida de
material de cada punto en cada lamina se va a estimar cuanto es la tasa
promedio de corrosión existente en este tanque, y así finalmente estimar cada
cuanto se deben hacer actividades de inspección y mantenimiento.
8.3 DATOS Y PROCEDIMIENTO
• Fecha de construcción del tanque: 1977
• Ultima Inspección: Finales 2002
• Espesor nominal de lamina: 6,35 mm
• Espesor anillo anular: 12,5 mm
• Criterio de reparación: Perdida material >40%
• Filtro de riesgo: 80%
El procedimiento que se llevo a cabo consiste en tomar cada lamina critica
desde la 123 hasta la 139 registrar el valor de perdida de material en cada
defecto numerándolos desde izquierda a derecha y de arriba abajo para poder
mantener un orden en el registro de cada picadura de corrosión. A
continuación se muestra la lámina 123 con el inicio de la numeración de cada
defecto; este mismo sistema se utilizara para cada lámina crítica.
FIGURA 14: Numeración defectos lamina 123
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A partir de la numeración, se registró el valor de pérdida de material en cada
punto, de este modo se obtuvo un valor medio de pérdida por corrosión en
cada lámina y un valor medio de tasa de corrosión, que finalmente me
permitirá llegar a un valor final de la tasa de corrosión total del fondo del
tanque. Además se calculo el espesor de lámina remanente sabiendo el espesor
de lámina nominal de 6,35mm.
A continuación se muestra la tabla correspondiente a la lamina 123 donde se
observa el tamaño y valor de perdida de material para los 44 puntos
encontrados que presentaban corrosión, además de eso se observa cual es el
espesor remanente, y a partir de la fecha de construcción del tanque 1977 y la
ultima inspección realizada en Noviembre de 2007 se estimo el valor de la rata
de corrosión para cada punto; finalmente se observa el valor medio de perdida
de material y el valor medio de la tasa de corrosión. Este procedimiento se